- •Введение.
- •Глава 1.Описание технологического процесса бурения.
- •1.1. Буровая скважина и ее элементы.
- •1.2. Классификация буровых скважин
- •1.3. Сущность и схема процесса бурения скважин
- •1.4. Классификация способов бурения
- •1.5 Основные технико-технологические понятия процесса бурения
- •1.6 Сущность и разновидности глубокого вращательного бурения
- •Глава 2. Технико-экономическое обоснование разработки системы автоматизированного управления процессом бурения скважин
- •2.1 Технико-экономические предпосылки автоматизации управления процессом бурения
- •2.2. Характеристики процесса бурения как объекта автоматизированного управления
- •3.3. Основные источники эффективности разработки и внедрения систем автоматизированного управления процессом бурения
- •3.4. Состояние разработок по автоматизации процесса бурения
- •Глава 4. Разработка принципиальной схемы устройства связи персонального компьютера с объектом автоматизации.
- •4.1 Описание автоматизированной системы управления процессом бурения Зоя 1.1.
- •4.2 Место усо в асу процесса бурения
- •4.1 Описание работы схемы
- •Параллельный порт ввода-вывода
- •Временные диаграммы
- •Сопряжение компьютера рс с микросхемой порта ввода-вывода типа Intel 8255 Программируемый таймер/счетчик
- •Цифро-аналоговый преобразователь
- •Аналого-цифровой преобразователь Обоснование выбора ацп
- •4.2 Расчет производительности
- •4.3 Расчет точности
- •Глава5. Разработка программного обеспечения
- •Разработка Бэйсик-программы для управления работой ацп
- •Разработка программы для выборки данных от ацп
Глава 4. Разработка принципиальной схемы устройства связи персонального компьютера с объектом автоматизации.
4.1 Описание автоматизированной системы управления процессом бурения Зоя 1.1.
Система Зоя 1.1 предназначена для контроля технологических параметров бурения с целью оперативного управления и оптимизации режимов бурения скважин на нефть и газ и обеспечивает:
автоматический сбор и обработку с расчетом производных параметров и представление текущей информации в наглядной форме на средствах отображения и регистрации бурильщика и бурового мастера;
документирование результатов бурения в цифро-аналоговом и графическом виде, включая рапорт за смену,
контроль выхода технологических параметров за установленные пользователем пределы со световой и звуковой сигнализацией этих событий;
аварийную сигнализацию при выходе параметров "Вес на крюке", "Давление на входе" за предельные значения с выдачей сигналов блокировки на соответствующее буровое оборудование;
автономное функционирование пульта бурильщика при отключении ЭВМ;
высокую эксплуатационную надежность и долговечность при минимальных затратах на техническое обслуживание и метрологическое обеспечение.
К необходимому типовому элементу любой системы автоматического управления относятся датчики технологических параметров. Назначение датчика - преобразование контролируемой или регулируемой величины в величину другого рода, удобную для дальнейшего применения.
В системе присутствуют следующие датчики:
Датчик веса на крюке устанавливается на неподвижной ветви талевого каната. В качестве первичного преобразователя в датчике используется тензометрический силоизмерительный элемент.
Датчик контроля момента на роторе (тензометрический) устанавливается на редукторе привода ротора вместо фиксирующей серьги-стяжки или фиксирующей опоры. Контролируется действующее на датчик усилие растяжения или сжатия.
Датчик контроля ходов насоса (индуктивный датчик приближения) устанавливается на шкиве привода насоса.
Датчик канала контроля скорости вращения ротора определяет скорость вращения вала привода ротора. В качестве первичного преобразователя применяется датчик приближения. Устанавливается на трансмиссии.
Датчик давления (тензорезисторный) устанавливается в нагнетательной линии.
Датчик глубин дает исходную информацию для расчета глубины забоя, подачи, положения тальблока. Датчик цепной передачей связан с валом лебедки.
Датчик-индикатор изменения расхода бурового раствора на выходе (в желобе) преобразует угол отклонения лопатки от вертикального положения в электрический сигнал в зависимости от уровня и скорости потока.
В совмещенном датчике плотности - уровня бурового раствора (БР) и плотности БР на выходе в качестве первичного преобразователя применяется дифференциальный манометр. Измеряется гидростатическое давление в погруженных в буровой раствор трубках, через которые под давлением продувается воздух.
Датчик суммарного содержания горючих газов, выполненный на основе первичного термохимического преобразователя, монтируется вместе с датчиком-индикатором изменения расхода на выходе. Аналогичные датчики применяются для контроля газосодержания и сигнализации во взрывоопасной зоне.
Датчик температуры БР на входе и выходе выполнен на основе специальной микросхемы и устанавливается, соответственно, в рабочей емкости и в желобе.
Датчик температуры воздуха (аналогичный) размещен в кабельной распределительной коробке.
Датчик момента на ключе (тензометрический) устанавливается на приводном тросе ключа.
Датчик момента на турбобуре (тензометрический) устанавливается на узел стопора ротора.
Информация от датчиков по кабелям передается в блок УКП, где осуществляется преобразование и обработка сигналов, и, затем, в пуль бурильщика и ЭВМ.
Информационно-метрологические характеристики в полном объеме приведены в прилагаемой таблице №.
Таблица №.
-
Контролируемый параметр
Наименование параметра, единица измерения
Диапазон контроля
1 Вес на крюке, кН
0 - 5000; 0 - 4000
0 - 3000; 0 - 2500
0 - 2000; 0-1500
2 Нагрузка на долото, кН
0-500
3. Крутящий момент на роторе, кНм
0-60 0-30
4. Давление на входе, Мпа
0-40
5 Расход на входе, л/с
0-100
6 Обороты ротора, об/мин
0-300
7 Число ходов каждого насоса (до трех), ход/мин
0-125
8 Изменение расхода на выходе, %
0-99
9. Подача, м
0-99,9
10. Положение талевого блока, м
0-60 0-45
11 Глубина забоя, м
0 -9999
12 Положение долота над забоем, м
0 - 9999
13 Текущее время, дата
-
14. Время бурения 1 м проходки, мин/м
0-1000
15. Механическая скорость проходки, м/час
0-200
16. Скорость СПО, м/с
0-3
17. Время бурения долотом, мин
0-999999
18. Проходка на долото, м
0-999
19. Плотность бурового раствора (БР),г/смЗ
0,8-2,6
20. Уровень БР, м
0,4-2,0; 0,8-2,4
1,2-2,8
21 Суммарный объем БР,мЗ
0 - 999,9
22. Изменение суммарного объема БР, мЗ
0-500
23 Суммарное содержание горючих газов, % НКПР
0-50
24. Момент на ключе, кНм
0-60
25. Момент турбобура, кНм
0-30
26 Температура на входе и выходе,°С
0-100
27 Температура воздуха,°С
0-100
28. Плотность промывочной жидкости в желобе, г/смЗ
0,8-2,6